Lyon, le 3 janvier 2022 Réf. : CODEP-LYO-2021-056577 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du **Bugey**
Electricité de France BP 60120 01155 **LAGNIEU**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB n os 78 et 89)
Inspection n° INSSN-LYO-2021-0518 du 22 novembre 2021 Thème : « R.2.3 - Conduite accidentelle »
Référence : |1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision n° 2021-DC-0706 de l'ASN du 23 février 2021 fixant à la société Électricité de France (EDF) les prescriptions applicables aux réacteurs des centrales nucléaires du Blayais 
(INB n° 86 et n° 110), du Bugey (INB n° 78 et n° 89), de Chinon (INB n° 107 et n° 132), de Cruas (INB n° 111 et n° 112), de Dampierre-en-Burly (INB n° 84 et n° 85), de Gravelines (INB n° 96, n° 97 et n° 122), de Saint-Laurent-des-Eaux (INB n° 100) et du Tricastin (INB n° 87 et n° 88) 
au vu des conclusions de la phase générique de leur quatrième réexamen périodique [4] Lettre de suite ASN-CODEP-DCN-2020-054326 du 11 décembre 2020
[5] Courrier de réponse EDF D5110/LET/MSQ/20.00295 du 1er mars 2021 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, une inspection a eu lieu le 22 novembre 2021 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème de la conduite incidentelle et accidentelle. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.

## Synthese De L'Inspection

L'inspection du 22 novembre 2021 portait sur le thème de la conduite incidentelle et accidentelle (CIA) et plus particulièrement sur l'intégration de la documentation du chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE) 
lors des 4ème visites décennales (VD4) des réacteurs 2 et 4 de la centrale nucléaire du Bugey. Les inspecteurs ont examiné par sondage les modalités de réalisation des validations à blanc (VAB) et des validations par simulation locale (VSL) des consignes applicables à compter de l'intégration de la VD4 et la gestion des écarts concernant le chapitre VI des RGE. Ils ont vérifié le respect d'engagements pris par EDF à l'issue de précédentes inspections sur le thème de la CIA. Les inspecteurs ont également organisé un exercice de perte totale des alimentations électriques externes et internes (situation dite « H3 ») sur le réacteur 2 afin d'observer sur le terrain la mise en œuvre de certaines fiches locales de manœuvre électrique et de mise en configuration des circuits appelées par le scénario retenu.

A l'issue de cette inspection, l'ASN considère que la situation est contrastée. Les inspecteurs ont relevé des défaillances dans le pilotage de la thématique, avec notamment un suivi perfectible des fiches d'anomalies émises et des intégrations qui en découlent. Concernant la gestion des écarts, les inspecteurs notent une certaine inertie du processus pour les écarts relatifs à la documentation du chapitre VI des RGE applicable à compter des VD4, malgré une volonté affichée de prendre en compte le retour d'expérience (REX) recueilli sur les réacteurs 2 et 4 du site. Les délais de traitement de certains écarts concernant le chapitre VI des RGE identifiés par le site, notamment avant les VD4, restent à justifier. De plus, les inspecteurs ont relevé que l'impact du cumul de ces écarts n'avait pas été analysé. 

Enfin, l'exercice de mise en situation réalisé à la demande des inspecteurs s'est déroulé de manière satisfaisante. Il a montré la bonne connaissance des installations par les agents de terrain malgré la mise en évidence d'erreurs ponctuelles dans certaines fiches locales de manœuvre électrique et de mise en configuration des circuits.

## A. Demandes D'Actions Correctives Pilotage Du Chapitre Vi Des Rge

Les inspecteurs ont noté des faiblesses dans le pilotage de la gestion des écarts relatifs aux consignes et aux fiches du chapitre VI des RGE et dans le suivi de l'intégration documentaire de ces écarts, une fois ceux-ci caractérisés par vos services centraux. 

Le premier point s'est matérialisé par une impossibilité de présenter aux inspecteurs un fichier de suivi des fiches REX émises vers vos services centraux depuis plusieurs années, fiches qui concernent les écarts de type 1 à 4. Vous ne disposez donc pas de vision consolidée quantitative et qualitative des écarts identifiés dans les documents opératoires pour la CIA. Par ailleurs, pour ce qui concerne les écarts de type « 0 », vous avez indiqué avoir mis en place une organisation interne à la centrale nucléaire du Bugey visant à analyser et caractériser ces écarts puis à les intégrer dans la documentation à une date ultérieure, en même temps que l'intégration d'un nouveau dossier d'amendement prescriptif transmis par vos services centraux. Pour ces fiches REX de type « 0 », vous ne disposez pas non plus de fichier de suivi.

Le second point est une conséquence du précédent car l'absence de suivi induit une absence de connaissance de l'état d'avancement du traitement des fiches émises. Vous n'avez pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs les dates de résorption de nombreux écarts, pour la plupart déjà analysés et dont le traitement est pourtant défini. Ces faiblesses de pilotage peuvent induire des risques de mauvais déploiement ou de déploiement partiel des mises à jour des consignes et fiches du chapitre VI des RGE. En effet, vos services centraux prescrivent la mise en place d'un nouveau dossier d'amendement pour le réacteur 2, et la déclinaison sur les trois autres réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey est à votre charge. Or, l'absence d'inventaire exhaustif des fiches émises, de leur état de traitement, des solutions mises en œuvre et de leur date de résorption ne vous permet pas de garantir un déploiement conforme des jeux de consignes sur tous les réacteurs.

Demande A1 **: Je vous demande de renforcer le pilotage local de la thématique de la conduite incidentelle** et accidentelle, et plus particulièrement de l'intégration de la documentation du chapitre VI des RGE afin de garantir un suivi rigoureux **des fiches d'anomalies émises et des intégrations qui en découlent.**

## Gestion Des Écarts Concernant Le Chapitre Vi Des Rge

Lors de la détection d'un écart dans une consigne ou une fiche locale du chapitre VI des RGE, vous émettez une fiche REX (sauf pour le type « 0 ») décrivant l'écart identifié vers vos services centraux pour traitement. 

Ces écarts sont classés suivant 5 niveaux : type « 0 » à type « 4 », les écarts de type « 4 » étant ceux dont l'impact pour la sûreté est le plus important. Le processus de gestion de ces écarts de type « 4 » prévoit un délai maximal de 6 mois pour leur caractérisation et leur analyse puis un délai de 6 mois pour l'intégration des corrections au sein des RGE des réacteurs. D'une part, le délai de caractérisation de six mois ne semble pas compatible avec les dispositions des articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] : « *L'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer :*
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement […] - si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre ».

« *L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :*
- *déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ;*
- *définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ;* - *mettre en œuvre les actions ainsi définies ;*
- *évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre.* »
D'autre part, à la suite de la mise en évidence d'un écart, de l'information de vos services centraux, et de son classement, les inspecteurs ont constaté qu'aucune mesure conservatoire n'était définie. 

En outre, les écarts de type « 4 » étant ceux présentant le plus d'enjeu pour la sûreté, ceux-ci devraient donc logiquement être caractérisés et traités dans des délais brefs. Or, les délais maximaux de six mois entre l'information à vos services centraux (qui peut intervenir plusieurs semaines après la détection de l'écart) et la caractérisation de ces écarts, puis d'encore six mois avant leur traitement, paraissent devoir être réinterrogés eu égard à leurs enjeux. A titre de comparaison, le délai de caractérisation des écarts de conformité des réacteurs est de deux mois, auquel s'ajoute un délai de résorption proportionné aux enjeux, qui peut être immédiat si l'enjeu le mérite.

Demande A2 **: Je vous demande, en lien avec vos services centraux, de définir des modalités de traitement** 
pour :
- **caractériser et traiter dans les plus brefs délais les écarts qui présentent les enjeux les plus forts,** 
- mettre en œuvre dans des délais courts les éventuelles **mesures conservatoires qui doivent être mises** 
en œuvre **en l'attente du traitement des écarts**.

De plus, chaque écart détecté dans une consigne applicable du chapitre VI des RGE fait l'objet de l'ouverture d'une fiche REX qui sera traitée individuellement. Pour les fiches dont vous jugez le traitement prioritaire (type 4) et celles non prioritaires (hors type « 4 »), les inspecteurs se sont interrogés sur l'impact sur la sûreté du cumul des écarts relevés pour un même réacteur. En effet, les inspecteurs ont constaté que de nombreux écarts de type « 2 » et de type « 3 », qui présentent un impact sensible pour la sûreté, existaient dans les consignes du chapitre VI des RGE des réacteurs dans l'attente d'un traitement (analyse ou résorption). 

Vous avez indiqué aux inspecteurs que vous ne réalisiez pas cette analyse d'impact du cumul des écarts identifiés. Or, compte tenu du nombre sensible de fiche REX ouvertes par la centrale nucléaire du Bugey, cette analyse d'impact devrait être menée à l'échelle de chaque réacteur, avec un double objectif :
- d'une part, justifier l'acceptabilité du délai de résorption d'un nouvel écart qui peut être réduit si le cumul des écarts conduit à désorganiser une stratégie de conduite en situation accidentelle ;
- d'autre part, disposer d'une vision transverse à un instant t de l'ensemble des écarts qui impactent les consignes du chapitre VI des RGE afin de statuer sur leurs acceptabilité cumulée.

Demande A3 : je vous demande de réaliser, pour chaque réacteur **du site, une analyse de cumul des écarts,** 
au sens de l'arrêté **[2], relatifs aux consignes et fiches du chapitre VI des RGE. Cette revue intégrera tous** les écarts de type 3 et de type 4 qui n'ont pas été résorbés par une modification des documents **ou des** 
installations, y compris ceux pour lesquels une résorption est d'ores et déjà planifiée en 2022. **Vous me** 
ferez part des conclusions de cette revue, en indiquant le cas échéant les stratégies de conduite accidentelle et incidentelle impactées, et vous statuerez sur l'acceptabilité de ces cumuls. 

Demande A4 **: je vous demande de mettre en place, en lien avec vos services centraux, des modalités pour** 
réaliser à chaque cycle, une revue de cumul des écarts relatifs aux consignes et fiches du chapitre VI des RGE **et statuant sur l'acceptabilité de ces cumuls**.

Par ailleurs, les inspecteurs ont examiné par sondage le traitement de certaines fiches REX émises depuis plus de 18 mois qui n'ont pas fait l'objet d'un traitement de vos services centraux et pour lesquels une échéance de résorption n'est pas définie :
- La fiche REX n° 3FE0744 concerne un écart de type 3. Elle a été émise en septembre 2019 et est encore à l'état « en cours » depuis le mois d'octobre 2020 à la suite d'une proposition de traitement de vos services centraux, et depuis plus d'un an en attente de validation. Les délais cumulés de 13 mois, pour définir les actions à mettre en œuvre considérant l'impact sensible sur la sûreté d'un écart de type 3, puis d'au moins 14 mois, pour valider ces actions, sont trop longs. De plus, les inspecteurs ont noté que cet écart ne sera pas résorbé dans les documents de conduite accidentelle et incidentelle du palier technique documentaire (PTD2 VD4 généralisation) qui seront déployées à l'issue de la quatrième visite décennale du réacteur 5 actuellement en cours. Cette situation n'est pas acceptable concernant un écart connu depuis plus de deux ans.

- La fiche REX n° 3FE0886 concerne un écart de type 3. Elle a été émise en avril 2020 et est encore à l'état 
« à valider ». Elle concerne un écart mis en évidence dans la fiche locale de lignage RFLL 294. A l'issue d'une analyse initiale par vos services centraux en mai 2020 qui concluait que la pertinence de cette fiche devait être étudiée, aucune suite n'a été donnée au traitement de cet écart.

Je vous rappelle qu'à la suite d'une inspection de l'ASN [4], vous vous étiez engagé par courrier [5] à « *intégrer* l'ensemble des fiches REX de classe 4 (consignes et fiches locales) créées avant le 1 juillet 2020 au sein du jeu de consigne PTD2 VD4 généralisation ». Ce jeu de consigne sera celui déployé au redémarrage de la VD4 du réacteur 5 actuellement en cours. Demande A5 : je vous demande de dresser un inventaire exhaustif **de l'ensemble des fiches REX émises** 
avant le 1er juillet 2020 de classes « 3 » et « 4 » qui ne seraient pas soldées à la divergence du réacteur 5. 

Vous me ferez part de cet inventaire, **au plus tard dans le dossier de demande d'autorisation de divergence** du réacteur 5, et vous vous engagerez sur un **échéancier ambitieux de résorption de ces écarts sur les** réacteurs 2, 4 et 5 à l'état VD4.

## Réalisation Des Validations Par Simulation Locale (Vsl)

Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont noté que les VSL du jeu de consigne PTD2 VD4 généralisation, qui va être déployé sur le réacteur 5 à l'issue de sa VD4, étaient en cours. Vous avez indiqué avoir défini, faute de temps, un noyau dur de consignes et de fiches dont la VSL doit être réalisée avant le rechargement, date de la bascule au nouveau référentiel CIA. Cette situation résulte d'un manque d'anticipation et de l'inadéquation des ressources affectée à ces VSL. Demande A6 : Je vous demande de réaliser l'ensemble des VSL du jeu de consigne VD4 qui sera déployé sur le réacteur 5 et de résorber l'ensemble des écarts, pour ceux relevant de l'adaptation locale, **avant la** 
divergence **du réacteur** 5.

## Exercice De Mise En Situation

Un exercice de mise en situation a été réalisé à la demande des inspecteurs. Cet exercice, basé sur un scénario de perte totale des alimentations électriques externes et internes (situation dite « H3 »), a été réalisé sur le réacteur 2, le réacteur étant, pour les besoins du scénario, supposé en arrêt pour intervention avec le circuit primaire suffisamment ouvert et le remplissage de la piscine en cours. 

Les inspecteurs ont observé les agents de terrain d'EDF chargés de mettre en œuvre, dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) commun aux réacteurs 2 et 3, dans le bâtiment combustible (BK) du réacteur 2 et dans le bâtiment électrique (BL) du réacteur 2, les fiches locales de manœuvre électrique et de mise en configuration des circuits. Les fiches sélectionnées par les inspecteurs portaient principalement sur des matériels installés ou modifiés lors de la VD4 du réacteur 2. Au cours de l'exercice, 7 fiches du recueil des fiches locaux électriques (RFLE) et 6 fiches du recueil des fiches lignages locaux (RFLL) ont été mises en œuvre. 

Les points suivants ont été relevés par les inspecteurs :
 LE 087 (Mise RPR 555 CC sur position HORS) : 
o Cette fiche indique à la fin de « récupérer la clé 42 ». Or, cette clé était présente dans le boitier à clés du local L225 en début d'application de cette fiche et elle est supposée présente dans le boitier à clé en début d'application d'autres fiches, par exemple la fiche LE 089, LE 091 ou encore LE 093 
; il conviendrait donc plutôt d'indiquer que cette clé doit être restituée ;
o Cette fiche demande de manière superflue à l'agent de terrain de se munir d'une clé des armoires SIP dans le matériel nécessaire, celle-ci n'étant finalement pas utilisée.

 LE 271 (Réalimentation SIP 2, 3, 4 et LEX par LLS) : 
o La fiche mentionne les références des disjoncteurs suivants : LLS 005-006-007-008-009-010 JA 
alors qu'ils sont repérés « JS » et non « JA » en local ;
o La fiche indique « *vérifier la réalimentation des armoires SIP* » pour les armoires SIP 2, 3 et 4. Ces actions ne sont pas réalisables par l'agent de terrain en l'absence d'indicateurs de présence de tension ou équivalent sur les armoires.

 LL 214 (Appoint gravitaire par piscine BK) :
o Cette fiche demande de contrôler le niveau de la piscine BK depuis le plancher de la piscine. Or, dans des conditions accidentelles, dans le noir, à la lampe torche, ce contrôle semble complexe à mener. Cette action serait plus robuste si le niveau en mètre de la piscine correspondant au niveau de la prise d'eau était indiqué sur la fiche, dans la mesure où une réglette en local dans la piscine permet aisément de lire ce niveau.

 LL 490 (Lignage appoint primaire par EASu) 
o La fiche indique que la vanne RIS 065 VP se trouve dans le local W215 alors qu'elle se situe dans le local W214.

 LL 449 (Appoint SED ou JPD à la piscine BK)
o La fiche demande en page 2/2 de vérifier que le niveau de la piscine BK est supérieur au niveau du trop-plein par le constat d'une arrivée d'eau au niveau du réservoir RPE 001 BA. Le local dans lequel se situe ce réservoir n'est pas mentionné dans la fiche et n'a pas été trouvé par l'agent de terrain le jour de l'inspection.

Ces erreurs identifiées par les inspecteurs n'ont pas obéré la mise en œuvre des actions demandées du fait du professionnalisme et de la connaissance des installations des agents de terrain participants à l'exercice. 

Toutefois, je considère que ces erreurs sont susceptibles de ralentir la bonne réalisation des actions demandées par ces fiches en situation réelle du fait de conditions qui seraient dégradées et notamment en cas de mise en œuvre des actions par des agents de terrain moins expérimentés (moins bonne connaissance des installations, stress des agents, absence d'éclairage, dosimétrie potentiellement importante, etc…).

Demande A7 : Je vous demande de modifier ces fiches locales **de manœuvre électrique et de mise en** 
configuration des circuits concernées pour prendre en compte les constats susmentionnés. **Vous** m'informerez des modifications réalisées ou envisagées au regard de chaque constat.

De plus, lors de l'exercice de mise en situation, les inspecteurs ont constaté que de nombreux organes dont la manœuvre est demandée par les fiches RFLL et RFLE ne sont pas identifiés en local à l'aide d'une étiquette jaune « APE ». C'est le cas par exemple de la vanne PTR 001 VB.

L'absence d'étiquette spécifique rend plus complexe la recherche de ces organes par les agents de terrain, a fortiori en cas d'absence d'éclairage, et pourrait conduire à allonger la durée de mise en œuvre de ces fiches. Demande A8 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des matériels dont la manœuvre **en local** 
est nécessaire en situation incidentelle ou accidentelle est correctement **repéré sur le terrain au moyen** 
d'un affichage adapté. 

Parmi les anomalies identifiées par les inspecteurs, certaines concernent des demandes de manœuvre de vannes situées dans le BR (fiche LL 270) alors que, dans le scénario retenu, parmi les premières actions qui auraient été réalisées, figure la fermeture des sas d'accès au BR en application de la consigne référencée 
« ECPR O ». Demande A9 : Je vous demande d'évaluer la cohérence des actions de**mandées par la fiche LL 270**
concernant la manœuvre des vannes situées dans le BR au regard de l'application de la consigne ECPR O 
qui prévoit en amont **la fermeture des sas d'accès au BR. Vous étendrez en tant que de besoin cette** vérification à l'ensemble d**es fiches du RFLL demandant des actions dans le BR.**
En complément des anomalies mises en évidence par les inspecteurs, des difficultés ont été rencontrées par les agents de terrain lors de la réalisation des gestes demandés par les fiches à cause de la configuration des équipements.

- La fiche LL 490 (Lignage appoint primaire par EASu) demande l'ouverture puis la fermeture de la vanne EAS 516 VP. Le volant de cette vanne, qui doit être actionné manuellement, est situé à plus de deux mètres de haut, rendant difficile la manœuvre. De plus, cette vanne, nouvellement installée, n'est pas référencée sur l'affichage extérieur du local.

Demande A10 : **Je vous demande de mettre en place les équipements nécessaires afin de permettre la** manipulation du volant de cette **vanne. Vous veillerez, par ailleurs, à mettre à jour l'affiche du local W111** 
dans lequel cette vanne se situe.

- La fiche LL 450 (lignage préparation appoint SED ou JPD à la piscine BK) demande de vérifier l'ouverture de la vanne JPD 143 VE qui est une vanne dite « à chaîne ». Cette vanne, située à près de dix mètres de hauteur, peut être actionnée par l'agent de terrain grâce à quatre chaînes qui descendent jusqu'au sol. Ces chaines ne sont pas identifiées et s'entremêlent, ce qui ne permet pas aisément à l'agent de terrain se savoir lesquelles actionner pour vérifier l'ouverture de la vanne.

Demande A11 : Je vous demande d'identifier clairement et **à hauteur d'yeux, le rôle de chaque chaîne de** la vanne JPD 143 VE.
Lors de l'exercice de mise en situation, une inétanchéité de la vanne 2 PTR 283 VD, située dans le local W017, a été détectée. Cette vanne, qui faisait normalement l'objet d'une condamnation administrative (CA) en position fermée, a dû être fermée à la main (environ un quart de tour) par l'agent de terrain afin de retrouver son étanchéité. Cette vanne est requise fermée au titre de la protection contre la dilution de la piscine BK. La règle particulière de conduite relative aux CA (RPC CA) indique que la protection est portée par cette seule vanne. A la suite de l'inspection, vous avez indiqué aux inspecteurs le « caractère étanche de la vanne est assurée une fois que cette dernière a été confirmée fermée. La fermeture du matériel est acquise sur *ressenti d'effort* ». Vous avez également indiqué que, malgré le constat de non fermeture de la PTR 283 VD, il n'y a pas eu de dilution de la piscine depuis la pose de la CA, en fournissant notamment des courbes graphique des paramètres de la piscine BK (température, niveau et concentration en bore). Indépendamment de la difficulté de lisibilité des courbes fournies, cette absence de dilution est probable du fait de la fermeture effective de la vanne SED 300VD, vanne permettent d'éviter l'arrivée d'eau du système d'eau déminéralisé (SED) vers la piscine BK. Toutefois, la position de cette vanne SED ne pouvait être garantie du fait de l'absence de CA sur celle-ci.

En conclusion, vous faisiez reposer la protection d'une dilution de la piscine BK par la CA posée sur la vanne PTR 283 VD qui n'était en réalité pas complétement fermée. Si la SED 300VD, qui ne fait pas l'objet d'un processus de consignation aussi robuste, avait été ouverte pour une manœuvre exploitation ou par erreur, ou s'était révélée fuyarde, quel que soit le débit, il y aurait eu une dilution, probablement lente, qui aurait été difficile à déceler. Demande A12 : **Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de renforcer le contrôle de la** 
fermeture de la vanne PTR 283 VD. Vous procéderez *a minima* à une vérification de l'absence d'écoulement d'eau dans la manchette située en aval et à une sensibilisation des agents susceptibles de manœuvrer cette vanne. Demande A13 : Cette vanne PTR garantissant la protection contre la dilution de la piscine BK selon la RPC CA, je vous demande de caractériser, au regard des conséquences potentielles, la situation d'inétanchéité de la vanne 2 PTR 283 VD, non détectée, et ce **malgré la pose d'une CA en position fermée** eu égard aux critères de la DI 100.

 
B. **DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES** Sans objet.

## C. Observations

Sans objet.

 
Vous voudrez bien me faire part sous deux **mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées.

Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.

Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN 
(www.asn.fr).

Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.

L'adjoint à la chef de la division de Lyon Signé par Richard ESCOFFIER